互利配资中信建投：储能行业正处于产业拐点之上

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　　中信建投证券研究文|朱玥许琳任佳玮雷云泽

　　复盘光伏、新能源汽车、智能手机行业渗透率快速提升的历史，可以看到市场化因素推动的行业经济性拐点出现后，需求及渗透率的提升速度往往是非线性的，我们判断储能行业正处于同样的产业拐点之上。过去2年，随着电芯成本断崖式下降以及技术进步带动降本，储能系统成本已大幅降低。而收益端国内受益于峰谷价差拉大、容量电价&补偿政策出台，IRR明显提升。海外从2024年开始，经济性和能源转型的迫切需求驱动储能已呈现全面开花的状态，我们判断未来几年储能有望复刻渗透率及需求加速增长的历史故事，并带动锂电产业链供需大幅改善。核心看好集成、电池锂电材料，逆变器等各环节龙头。

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　　通过对光伏、新能源车、智能手机三大行业需求爆发节点的复盘，我们发现在市场化因素推动的行业拐点出现后，行业渗透率往往会呈现超预期的快速增长，同时需求呈现非线性增长：

　　1、光伏历史上出现过3次经济性提升带动的需求及渗透率加速增长，包括2017年下半年、2019年和2020-2021年。而这三个阶段无一例外，都是光伏系统成本经过一段时间的下降后，光伏电站IRR大幅提升（2019、2020-2021还伴随着美联储大幅降息），这一变化成为光伏需求加速增长的关键节点。

　　2、新能源汽车则是在补贴退坡的压力下，产品成本经过2年时间的下降后已具备性价比。同时2020年开始，新款车型百花齐放，2021年车型结构进一步优化，带动新能源车渗透率快速提升至20%以上，并在4年内实现了渗透率20%-60%的跃升，行业迎来一轮渗透率的加速提升。

　　3、智能手机则是在2008-2011年，受益于安卓系统的开源、核心芯片方案的成熟以及3G网络的普及，国产手机品牌快速崛起，推动了智能手机产品不断丰富，成本进一步下降。从而带来了渗透率及需求的加速增长。

　　当前储能与上述三个行业当时的状态具备很强的可比性。过去2年，随着电芯成本的降低以及技术进步带动降本，储能系统成本已大幅降低。而收益端国内受益于峰谷价差拉大、容量电价&补偿政策出台，IRR明显提升。海外从2024年开始，储能需求就已呈现全面开花的状态，我们判断未来几年储能将复刻渗透率及需求加速增长的趋势。

　　国内：市场主导政策为辅，经济性拐点将推动需求非线性增长

　　136号文公布后，国内储能依靠新能源强制配储的时代正式结束，行业需求逐步由政策强制要求转向经济性驱动。在过去几年电芯成本下降及技术进步带动储能系统进一步降本的过程中，储能投资成本已大幅降低。同时，新能源大规模上网后，导致电力现货市场峰谷价差不断拉大，136号文后新能源全面入市，电价对电力供需的有效性进一步增强，储能峰谷价差套利空间增大。而容量电价&容量补偿政策的出台则进一步推升了国内储能IRR，这一变化将推动国内储能需求在2026年起迎来加速增长。

　　海外：全球需求多点开花，AIDC新场景提供更大增长空间

　　实际上海外储能自2024年以来就已经形成了多点开花的局面，核心驱动因素同样是光伏及储能成本大幅降低之后，光伏配高比例储能的度电成本已明显低于其他电源形式，经济性拐点已经到来。例如除了美国以外，欧洲、澳洲、中东、印度、南美等市场2024年以来需求加速增长。今年以来，AIDC资本开支加速，光伏配储作为成本较低的供电形式之一，未来也将受益于AIDC放量，目前中东部分AIDC项目已采用新能源配高比例储能实现稳定供电。另外，海外降息周期也将带动融资成本下降，储能资本金IRR有望进一步抬升。

　　在经济性拐点的带动下，当前储能行业已经迎来国内、海外需求全面共振，同时AIDC等新场景将提供进一步增量，全球储能渗透率将快速提升。我们预计2025-2027年国内储能新增装机将达到150、260、380GWh，全球则分别达到272、441、642GWh。

　　产业链供给趋紧，行业资本开支意愿近几年大幅下降

　　过去几年，由于锂电行业盈利能力处于下行周期，同时资本市场融资大幅收紧，导致行业资本开支意愿明显减弱。我们测算国内储能需求增速75%假设（中性预期）下，铁锂正极、6F、隔膜、铜箔均有可能涨价。若乐观预期（国内储能需求增速110%）下，材料环节有望全面涨价，碳酸锂也将迎来价格反转。

　　投资建议：建议关注储能产业链各环节龙头公司及具备价格弹性的方向。

　　一、成长行业复盘：经济性拐点会驱动行业渗透率加速提升

　　复盘光伏、新能源车、智能手机等行业历史，我们可以发现经济性的大幅改善，往往会带来行业渗透率的加速提升，并成为行业需求非线性增长的关键节点。而储能目前渗透率仍然偏低，在储能投资成本大幅下降、国内新能源全面入市后峰谷价差拉大、容量电价&容量补偿政策逐步出台，推动了储能项目经济性的快速改善，与上述三个行业渗透率加速提升的节点都极为相似。

　　1.1 光伏复盘：历史上IRR的改善均推动渗透率加速提升

　　2017：IRR提升+政策共振，国内分布式需求爆发

　　2017年7月，国家能源局发布《关于可再生能源发展 “十三五” 规划实施的指导意见》，一次性下发2017-2020年合计86.5GW新增建设指标。而对采用“自发自用、余电上网”模式的分布式项目全面放开规模限制，突破往年指标束缚。该变化释放了工商业及户用市场的巨大潜力，是驱动全年总装机量远超预期的主因之一。

　　17年630抢装后组件价格大幅下跌，含补贴下分布式经济性大幅改善。“630”抢装结束后，产业链价格进入下行通道，至12月末多晶及单晶组件价格分别自高点下降9.8%与15.3%。而系统初始投资成本的显著降低，直接提升了光伏电站，特别是分布式项目的IRR。根据测算，在计入2017年初执行的分布式电价补贴后，下半年组件价格下行使得分布式光伏项目内部收益率从约10%持续提升至年末近13%的水平，需求实现快速增长。

　　经济性驱动下，2017年下半年光伏需求加速增长，同时渗透率快速提升。2017年国内光伏新增装机量达53.06GW，创下当时的年度历史新高。其中下半年月度装机显著提速，同比增速持续攀升，2017年七月新增光伏装机占全部新增电源的比重一度突破50%，阶段性成为新增电力的绝对主力。而后在2018年由于光伏电站补贴额度加速退坡，导致光伏电站IRR下降，国内需求明显降速。

　　2019：国内补贴政策退坡倒逼行业向市场化迈进，经济性拉动海外需求放量

　　补贴加速退坡，倒逼光伏系统成本进一步压缩。2018年5月31日发布新政《2018中国市场光伏发电有关事项的通知》，通过限制规模、限定指标与降低补贴等方式，对行业进行严格调控。其中，分布式光伏首次被纳入规模管理，且上限仅10GW，而普通电站则不安排新增建设。政策的强力约束导致国内需求迅速降温，全年新增装机同比下降18%，产业链各环节价格亦出现27%至44%不等的深度下跌。

　　组件降价及融资利率下降推动海外项目经济性显著改善。国内政策调整带来的组件价格持续下行，为海外光伏市场增长提供了核心驱动力。组件价格的持续降低，直接推动了海外光伏电站项目的内部收益率IRR稳步攀升至10%以上，投资回报吸引力大幅增强。

　　经济性驱动海外市场光伏需求率先爆发，出口数据验证行业高景气。平价经济性与广阔的海外市场空间结合，共同催化了2019年海外需求的爆发，当年中国以外的光伏市场新增装机规模激增至约85GW。强劲的外部需求拉动国内产业链出口表现优异，全年组件出口量高达66.3GW，同比增速达62%。

　　2020：宏观降息叠加产业降本，经济性拐点引发需求非线性增长

　　产业链价格延续下行趋势，大幅降低电站初始投资成本。受前期技术迭代及2020上半年卫生事件影响，单晶组件价格由约2.2元/W的高点快速下探至1.44元/W的低位，降幅超过34%。设备成本的显著下降，直接提升了全球光伏项目的投资建设经济性。

　　另外，全球宏观流动性宽松，为光伏项目提供了低成本资金环境。美联储在2020年上半年开启大幅降息，联邦基金利率迅速降至接近零的水平，带动全球进入降息周期。产业降本与宏观降息形成共振，电站设备投资与项目融资成本双双下降，为后续需求爆发奠定基础。

　　融资与设备成本双降，共同推动了项目IRR的实质性改善，并推动行业渗透率快速提升。2020年期间，全球光伏项目IRR呈现清晰的持续提升趋势，从8%低点提升至2020年中的13.9%。与此同时，全球光伏新增装机渗透率在2020年之后迎来快速提升，2022年达到69.61%，相比2019年提升28.5pct。

　　终端需求的超预期爆发，迅速向上传导并带动行业整体ROE回升。其中，扩产周期最长的硅料环节供给弹性最低，成为主要瓶颈。自2020年下半年起，硅料价格率先进入快速上行通道，是行业高景气度的清晰印证。同时高景气度与价格上涨直接驱动了行业整体盈利能力的修复与提升，全行业净资产收益率ROE自2020年低点后呈现清晰的震荡上行趋势，验证了行业景气度的持续改善。

　　1.2 新能源车复盘：成本下降+优质车型百花齐放，推动渗透率快速提升

　　新能源车市场的核心驱动力，由前期的政策补贴转向以优质车型为代表的产品力。与光伏等偏B端属性的行业不同，新能源车作为消费品，其需求的爆发直接取决于产品本身的吸引力。

　　2020年成为产品供给的爆发元年，全年新上市车型达55款，包括特斯拉Model 3、五菱宏光MINI等爆款，直接带动下半年销量同比增长65%。2021年供给端则转向结构优化，以比亚迪秦DMI为代表的新车型有效填补了A级主流市场空白，带动该级别车型销量占比回升。产品矩阵的丰富与多元化，为后续市场全面打开奠定了坚实基础。

　　产业链核心环节的成本持续下行，为整车价格下探与经济性提升提供了基础。在补贴退坡压力与技术规模效应的双重作用下，成本占比最高的电池环节价格中枢不断下移。上游制造成本的下降，直接支撑了车企推出更具价格竞争力的产品。

　　经济性拐点叠加新车型百花齐放，新能源车渗透率呈现非线性加速提升。2020年之前，国内新能源车市场渗透率长期在低位徘徊。经济性与产品力问题解决后，需求迅速释放，渗透率进入陡峭的拉升通道，至2021年末已突破20%。这一趋势在后续得以延续并加强，至2025年，单月销售渗透率已达50%以上，验证了经济性拐点后渗透率的加速提升。出口方面，自2020年起，新能源车在汽车总出口中的占比开始进入快速上行通道。

　　产品力+经济成本平价推动新能源车在2020年后迎来需求的非线性增长。其增长始于供给端产品矩阵丰富，叠加车型质量优化，以爆款车型为代表的产品力大幅提升；随后，产业链降本与使用成本优势双轮驱动互利配资，共同触发了新能源车全生命周期成本的经济性拐点。这两大因素合力，推动新能源车突破原有市场圈层，向渗透率更低的二三线主流消费市场加速下沉，最终引爆了整体需求。

　　1.3 智能手机复盘：产品丰富化+国产替代，经济性拐点激活低渗透率市场

　　2007年苹果推出iPhone，标志着智能手机时代正式开启。其革命性的产品形态与软硬件生态不仅确立了行业标准，也成功激发了初期的消费需求。

　　苹果通过硬件与软件协同变革，定义高端智能手机范式。硬件上，其前后双玻璃的简约设计提升美观度，叠加电容式触屏优化交互便捷性，树立了旗舰产品的硬件标杆。软件上，iOS系统的不断完善，及其与应用商店、移动互联网的深度融合，重新定义了手机形态。软硬件协同带来的体验革新，有效增强了消费驱动力，为高端智能手机市场的发展定下基调。

　　千元机市场爆发。2008至2011年间，安卓系统的开源、核心芯片方案的成熟以及3G网络的普及，共同推动了国产手机供给端的快速成熟，大幅降低了行业准入门槛。在此背景下，以“中华酷联”为代表的传统厂商与以小米为代表的互联网新模式厂商共同发力，推动国产手机市场份额在2011年首次突破30%，国产替代进程显著加速。

　　国产品牌崛起奠定供给基础。自2010年起，以华为、中兴为代表的厂商率先推出“千元智能机”。至2011年，小米携高性价比机型入场，OPPO、vivo等品牌也加速布局，千元智能机市场全面爆发。这一供给端的繁荣为不同消费层级提供了多元化的产品选择，推动后续智能手机渗透率快速提升。

　　供给端成熟推动价格持续下探。国产品牌的激烈竞争与成熟的供应链方案，共同促使智能手机成本与售价快速下行。以“千元智能机”为代表的产品形态出现，标志着智能手机的购置成本首次进入大众消费区间，行业经济性拐点正式确立。

　　产品矩阵丰富提升整体产品力。供给端的繁荣直接体现为产品矩阵的极大丰富，国内市场新机型数量在2011年末达到历史峰值，完整覆盖从旗舰到千元机。这与新能源车行业的发展逻辑类似，即通过提供多元化的产品选择来提升整体产品力，这也是满足不同消费层级需求、打开大众市场的前提。

　　经济性拐点激活了低渗透率市场。2011年初，国内智能手机渗透率尚不足20%，市场潜力巨大。随着购机门槛大幅降低，渗透率曲线随即进入陡峭的拉升通道，并在后续数年内迅速完成了大众化普及，手机形态由功能机全面转向智能机。

　　1.4 启示：经济性拐点将是推动储能需求非线性增长的关键催化

　　我们将需求爆发前一年作为第0年，后续5年作为1-5年，呈现每个行业的渗透率与需求同比增速。从上述三大行业的历史复盘来看，经济性以及产品力大幅改善是低渗透率行业的需求非线性增长的关键催化。

　　当前储能渗透率仍然较低，未来提升空间巨大。我们以新能源转移需求、电网负荷调节需求拆分储能总装机需求，测算得到国内、全球储能总需求分别在5459GWh、12619GWh，当前储能渗透率仅为5.95%、5.10%，未来提升空间巨大。

　　储能项目与光伏电站类似，全投资IRR主要由收入与初始投资成本决定，其中初始投资成本与储能系统及EPC价格负相关。其收入来源主要包含两大模块：一是基于容量获得的容量电价或容量补偿等固定收益；二是通过每日充放电，捕获峰谷价差获得的套利收益，该部分收益与年化运行次数及价差水平直接相关。资本金IRR则在全投资IRR的基础上，进一步考虑融资杠杆与融资成本的影响。

　　从当前储能的状态来看，新能源全面入市后，峰谷价差有望拉大。同时国内容量电价/补偿进一步增厚IRR分子端收益。此外分母端储能投资成本过去几年大幅下降，以及海外进入降息周期之后，都会带动储能资本金IRR的提升。

　　参考光伏、新能源车、智能手机，行业渗透率从起点加速提升至较高水平后放缓，所用时间长度整体在4-7年时间。而储能行业由于主要以to B市场为主，因此渗透率提升速度可能慢于to C为主的新能源车和智能手机行业。而相对光伏来说储能电站项目投资门槛相对更低，因此储能行业渗透率提升速度可能介于光伏和新能源车&智能手机之间。

　　二、国内：市场主导，政策为辅，经济性拐点已至

　　2.1驱动因素一：136号文推动新能源全面入市，峰谷价差拉大

　　今年2月9日，国家发改委、能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（发改价格〔2025〕136号，以下简称136号文），标志着新能源全面入市时代的到来。该文件，首次明确“推动新能源上网电价全面由市场形成，新能源项目上网电量原则上全部进入电力市场”，结束了多年来电网统购统销的新能源电量销售机制。

　　目前我国启动电力现货市场正式运行的省区已达10个，分别为广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江、安徽、陕西、辽宁、福建。电力现货市场通过每15分钟一个点进行供需撮合交易，生成该时点的现货电价，现货电价水平反映了该时点的电力供需状况。如电力供过于求，电价就会下跌，甚至出现负电价；如果电力供不应求，电价就会升高，甚至在极端缺电情况下出现飙升。

　　从峰谷价差变化上，2025年以来山西、山东等地区峰谷价差呈现放大趋势，尤其山西地区。根据兰木达电力现货统计数据，山西省2025年现货价格在凌晨、中午时段显著下降，在早晚高峰处有所上升，分时峰谷价差扩大。

　　与之对应，2025年1-4月风光出力功率相比于去年有显著提高，风电出力平均增长48%，光伏出力平均增长59%。山西省风电装机容量相比于去年四月增长4%，光伏装机容量增长41%。由此可见，①2025年风光资源明显好于去年同期，大风天较往年增多，降水天相对较少；②新能源装机相比去年同期有明显的增长，综合导致山西省2025年1-4月峰谷价差出现明显提升。

　　根据各省分时电价数据，我们统计了不同省份1-8月份各月分时平均峰谷价差情况，结果表明，2025年以来山西、山东峰谷价差呈放大趋势，尤其山西地区峰谷价差显著提升。

　　从新能源发电量角度来看，2025年1-8月，山西省风电发电量372亿千瓦时，同比增长21.1%。光伏发电量179.16亿千瓦时，同比增加11.5%，风光发电均上升。山东省风电发电量390.2亿千瓦时，同比降低1.3%。光伏发电量209.34亿千瓦时，同比增加26.4%，光伏发电量呈上升趋势。

　　从新能源发电结构角度来看，1）山西省：2025年1-6月，新能源（风电+光伏）装机容量达7167万千瓦，占比超46%。光伏发电量同比高增40.33%，成为增长最快电源。2）山东省：2025年1-6月，风电、光伏发电合计装机容量高达约1.186亿千瓦，同比增长32.44%，占总发电装机容量的47.74%，比重较2024年同期大幅提升6.18个百分点，较2024年底提升3.48个百分点。

　　由此可见，2025年以来，受到风电、光伏装机量较快增长的影响，典型省份的峰谷价差出现扩大趋势。

　　2.2 驱动因素二：容量电价&容量补偿政策进一步增厚收益

　　为解决新能源发电渗透率逐年升高后煤电利用小时下降，从而收入下降的问题。2023年11月10日，国家发改委、国家能源局印发《关于建立煤电容量电价的通知》（发改价格〔2023〕1501号），正式提出建立煤电容量电价机制，将现行煤电单一制电价调整为两部制电价，其中电量电价通过市场化方式形成，灵敏反映电力市场供需、燃料成本变化等情况；容量电价水平根据转型进度等实际情况合理确定并逐步调整，充分体现煤电对电力系统的支撑调节价值，确保煤电行业持续健康运行。

　　多省试行容量电价。早在2024年1月，河北发改委发布《关于制定独立储能发展先行先试电价政策有关事项的通知》，该文首次提出建立独立储能容量电价机制，以先到先得的竞争方式确定享受容量电价政策的项目名额，容量电费纳入系统运行费用分摊。当时提出的容量电价标准为，2024年5月31日前并网的项目可获得100元/kW/年的容量电价，此后并网的则逐月退坡。2025年3月河北发改委《关于完善独立储能先行先试电价政策有关事项的通知》又将这一容量电价标准再次确定为100元/kW/年，并明确2024年已按容量电价激励政策退坡机制执行的独立储能电站，年度容量电价不足100元/千瓦的追补至100元/千瓦。

　　今年，甘肃、宁夏先后发布新型储能容量电价政策，相比河北政策，甘肃、宁夏容量电价标准分别为330元/kW/年和165元/kW/年，较河北标准更高。但甘肃、宁夏的储能容量电价政策相较河北政策也有诸多不同，如容量补偿标准与储能放电时长挂钩，基准时长为6h，即储能时长需达到6h才能按上述标准获得容量电价，若不足6h则按时长打折。

　　甘肃、宁夏的容量电价政策是在136号文背景下推出的，我们认为将成为未来全国推行的容量电价政策的雏形。特点在于：（1）奖励长时储能，要足额获得容量电价需至少达到6h，若超过6h获得的容量电价更高，若不足6h则相应打折；（2）容量电价水平还需乘以容量供需系数，与省内供电容量缺口有关；（3）未来将进一步过渡到容量市场，即容量电价水平不是由政府来指定，而是由市场来决定。

　　除此之外，还有一些省推出了各自特色的容量补偿政策。如内蒙发布《关于加快新型储能建设的通知》明确2025年投产的独立储能可获得0.35元/kWh的容量补偿，按对电网的放电量进行补偿，且连续补偿10年。补偿金额由发电侧机组根据装机容量分摊。山东省此前早在2022年就推出了本省特色的容量补偿机制，即在用户侧收取一定的容量补偿费用，再补偿给新型储能和煤电，但该补偿标准不高，收取标准先后由0.0991元/kWh调整为0.0705元/kWh。

　　2.3 驱动因素三：储能成本大幅下降，国内融资利率降至极低水平

　　储能投资成本已降至极低水平。产业链技术进步与规模效应带动储能系统及EPC中标均价持续下降，截至2025年8月储能系统/EPC中标均价已降至0.5和0.8元/Wh附近。

　　而近期储能由于需求快速爆发，上游供应链部分环节出现涨价。根据我们的测算，储能电芯价格每上涨0.01元/Wh，对应储能项目资本金IRR将下降约0.6pct左右。因此电芯涨价对储能需求预计不会造成实质影响。

　　2.4 容量电价/容量补偿&峰谷价差，独立储能在多省已实现良好经济性

　　独立储能搭配容量电价（或容量补偿）和峰谷价差套利，已可实现较好的经济性，我们对几个典型省份进行测算，得到如下结果：

　　可见，上述各省均可实现良好的经济性，山东、内蒙由于峰谷价差高，或容量补偿水平高，经济性尤其突出，其中又可分为以下几种情况：

　　（1）峰谷价差高、容量电价低

　　典型代表如山东，目前年平均峰谷价差达到0.45元/kWh左右，冬季更可达0.5-0.6元/kWh，且峰谷时段曲线平坦，价差捕获率高，主要由于山东光伏装机大，且经济发达，晚间负荷高所致。山东目前没有容量电价，只有少量容量补偿，折合到每度电中仅约0.06元/kWh左右，但由于峰谷价差高，我们测算山东独立储能电站资本金IRR水平可达15%以上，即使考虑峰谷价差无法完全捕获的影响，山东项目IRR达到10%以上是比较容易做到的。

　　（2）峰谷价差低、容量电价高

　　典型代表如甘肃，甘肃尽管新能源装机占比高、消纳问题严峻，但因为经济相对薄弱，且河东、河西之间电网阻塞情况较严重，因此峰谷价差并非很高，我们取年平均0.25元/kWh左右。因此相比山东，甘肃的储能项目更需要容量电价提供一份稳定收益。在330元/kW/年容量电价支撑下，即使考虑容量供需系数的原因打7折，搭配甘肃本省峰谷价差后也能实现10%左右的资本金IRR水平。

　　（3）峰谷价差和容量电价（补偿）双高

　　典型代表如今年的内蒙，给出了0.35元/kWh的高额容量补偿，同时，在现货市场正式运行省份中，蒙西峰谷价差为最高，高达0.7-0.8元/kWh，若容量补偿、峰谷价差拿满，可以实现20%以上甚至30%以上的资本金IRR水平。但要注意，目前蒙东市场还未开始现货正式运行，且蒙西现货市场呈尖峰特性，捕获率不一定很高，因此预计实际IRR水平不会如此夸张。但内蒙容量补偿政策确实对储能项目投资积极性刺激明显。

　　国内储能经济性拐点已然出现，目前状态与光伏、新能源车2020年的特征类似，我们判断行业渗透率即将进入快速提升通道，需求有望自2026年起显著加速。近期招中标数据从需求也可以印证这一判断。国内储能招标规模持续放量，尤其是下半年以来储能项目招标显著增多，1-8月新增中标合计达218.5GWh，同比增长97%，行业高景气度得到验证。

　　三、海外市场：全球需求多点开花，新场景提供更大增长空间

　　3.1 光伏配储成本大幅降低后，全球储能需求多点开花

　　2023年以来，在光伏组件价格及储能系统成本大幅降低后，光伏配储的供电模式经济性大幅改善。根据我们测算，目前全球绝大部分地区，在光伏配50%+4小时储能的模式下，光伏配储度电成本已明显低于火电。

　　美国市场：大部分区域储能经济性已经较为突出，尤其是中西部地区通过容量购买协议和PPA供电协议能够锁定收益，据我们测算美国目前大部分区域储能项目资本金回报率都能够达到10%以上。而从政策端来看，《大而美法案》要求2026年1月1日后开工的项目受到PFE限制，但今年开工项目规模预计较大，明年并网量预计影响有限。

　　欧洲市场：由于新能源大量并网，导致电力现货市场批发电价峰谷价差可达200欧元/MWh以上。按平均180欧元/MWh峰谷价差测算，储能项目资本金回报率即可达到16%以上。在IRR驱动下，2024年以来欧洲储能加速增长，未来空间巨大。

　　中东市场：光伏配储成本大幅降低后已成为重要供电形式之一。2024年，中东多个GWh级别大储项目落地，上半年SEC一期、二期分别已授予比亚迪、阳光电源，三期12.5GWh项目授予比亚迪、Masdar 19GWh项目授予宁德时代。并且部分项目主要搭配光伏、风电等新能源，采用新能源配储的模式为AIDC供电。后续中东项目预计仍将超预期释放，Masdar二期、三期项目有望持续招标20GWh级别项目，SPPC、SEC后续若干期10GWh项目亦有望逐步释放。

　　新兴市场：电力基础设施落后，缺电问题频发，光伏配储成本大幅降低后解决电力不稳定及缺电问题，近几年需求快速爆发。例如南非国营电力公司Eskom为防止电网崩溃而实施的计划性轮流停电，导致电价上涨；尼日利亚今年以来全国电网已崩溃六次，目前电价本身仅覆盖了65%的供电实际成本；越南等东南亚国家人均电力需求随工业化进程快速攀升，但电力稳定性较低。

　　3.2 AIDC新能源配储供电进一步打开需求空间

　　AIDC用电需求较大，且对电能供应稳定性要求较高，柴油发电机及燃气轮机成为主要备电系统之一。除此之外，新能源配储的备电形式也正逐步成为AIDC的主要备电系统。

　　光伏、风电配储较天然气发电具备经济性。根据Lazard的研究，可再生能源+储能供电相比传统能源已具备经济性，光伏+储能、风电+储能，在配储时长为4小时时，相较天然气联合循环发电和调峰天然气发电具备经济性。在包含额外的补贴（如IRA法案中的“能源社区”税收抵免补贴）时，光伏配储、风电配储的度电成本分别可低达38美元/MWh、8美元/MWh。

　　过去两年，采用新能源配储的方式对AIDC进行备电的案例层出不穷。2025年9月，字节跳动采购部发布《抖音集团数据中心风光储微网合同能源管理寻源公告》，宣布在中国大陆寻找合作伙伴，共同建设融合风能、太阳能与大规模储能的微网系统。这一项目包括200MWh以上大规模锂电储能、与储能相匹配的风电、光伏设备以及微网控制系统。

　　由于数据中心利用小时很高（6500h以上，负荷基本平稳），而新能源利用小时较低（国内光伏1000+h，风电2000+h），因此要实现数据中心高比例供电，光伏、风电装机容量，以及储能的装机容量和时长，均需进行大幅度的超配（相对数据中心本身功率而言）。

　　我们预计，2025年、2026年、2027年，AI数据中心新增总功耗分别将达到44.2GW、62.9GW、101.7GW。根据上述测算，则2026年因AI数据中心产业链带来的光伏装机、储能PCS装机、储能装机弹性（相对2024年装机）分别约为10.3%、39.5%、94.3%；至2027年则分别约为24.9%、95.9%、228.9%。

　　3.3 降息周期下全球需求有望共振，头部企业出货已逐步验证

　　储能电站作为长久期资产，具有较强的类债属性，融资成本对项目资本金IRR影响较大。2019年美联储进入降息周期后，刺激海外光伏需求迎来了一波加速增长。而近期美联储又再次启动降息，我们认为对海外储能需求也将形成拉动。从敏感性分析来看，融资利率每下降1pct，对应储能项目资本金IRR提升0.6-0.9pct。

　　综上所述，我们认为后续储能将形成国内、海外等多个方向需求共振的局面。1）国内在新能源全面入市推动峰谷价差拉大，叠加容量电价&容量补偿政策进一步增厚储能项目IRR的情况下，2026年有望出现非线性增长。2）海外市场在光伏配储经济性已经显现的情况下，未来光伏配高比例储能将成为重点电源之一，同时全球进入降息通道也将增厚海外储能项目IRR。3）另外，AIDC需求快速放量，进一步助推储能需求爆发。

　　这一背景下，储能渗透率将快速提升。我们预计2025-2027年全球新增储能装机将达到272、441、642GWh。